Полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти

Реферат:

Техническое решение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти при содержании воды в продукции скважин в диапазоне от 0 до 100%. Влагомер состоит из двух независимых модулей, работающих каждый на своем типе водонефтяной эмульсии, либо одного из этих модулей, в зависимости от области применения. Первый модуль, содержащий датчик измерения импеданса и встроенный интегральный преобразователь импеданса, предназначен для работы на эмульсии типа «вода в нефти». Второй модуль содержит оптический датчик и предназначен для работы на эмульсии типа «нефть в воде». Модуль измерения импеданса определяет вещественную и мнимую части импеданса, передает сигналы измерения в микроконтроллер, где формируется сигнал включения и отключения оптического датчика при изменении типа водонефтяной эмульсии и обработка сигналов измерения обоих датчиков. Оптический модуль содержит два источника излучения и два фотодетектора, токи которых поступают в микроконтроллер, где реализуется обработка данных и рассчитывается обводненность водонефтяной эмульсии с учетом различия в дисперсности эмульсии.

МПК⁸ G01N27/02 (2006.01), E21B43/00 (2006.01)

ПОЛНОДИАПАЗОННЫЙ ПОТОЧНЫЙ ВЛАГОМЕР СЫРОЙ НЕФТИ

Техническое решение относится к измерительной технике и может быть использовано в нефтяной промышленности при оперативном контроле параметров сырой нефти, а именно для определения обводненности нефти (содержания нефти в воде) при содержании воды в продукции скважин в диапазоне от 0 до 100%.

Известен поточный емкостной (диэлькометрический) влагомер для измерения содержания воды в водонефтяной смеси (см., в частности, авторское свидетельство СССР SU 1753386 А1, 07.08.1992, патенты RU 2034287 С2, 30.04.1995, RU 2065603 C1, 20.08.1996 и RU 2024862 C1, 15.12.1994 (прототип) и др.), включающий в себя корпус в виде металлической трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, емкостной датчик, средства обработки сигналов емкостного датчика и средства представления результатов измерений. Емкостной датчик включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости корпуса коаксиально по отношению к нему, при этом корпус выполняет функцию второго (внешнего) электрода емкостного датчика. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, диэлектрическая проницаемость которой и, соответственно, мгновенная емкость такого конденсатора зависит от объемного соотношения в водонефтяной смеси воды и нефти. Первый электрод соединен со средствами обработки сигналов (с цепью автогенератора синусоидальных колебаний напряжения, который соединен со средствами обработки сигналов (см. RU 2024862)) посредством изолированного относительно корпуса и водонефтяной смеси вывода, герметично закрепленного в отверстии, выполненном в боковой стенке корпуса. На все поверхности внутреннего электрода, контактирующие с водонефтяной смесью, может быть нанесено изолирующее диэлектрическое покрытие, которое предотвращает замыкание обкладок конденсатора при заполнении межэлектродного пространства пластовой водой (см. RU 2034287 и RU 2065603).

Общим недостатком влагомеров описанной выше конструкции является недостаточная точность (недопустимо высокая погрешность) при определении влажности нефти с высокой обводненностью, так как в этом случае водонефтяная смесь образует так называемую прямую эмульсию или эмульсию типа "нефть в воде" ("масло в воде"), где непрерывной средой является пластовая вода, хорошо проводящая электрический ток, вследствие чего зависимость диэлектрических свойства водонефтяной смеси от ее состава оказывается существенно менее строгой, чем для обратной эмульсии или эмульсию типа "вода в нефти" ("вода в масле"), образующейся при низком содержании воды (для прямой эмульсии необходимо учитывать электролитические свойства конкретной смеси и их зависимость от состава компонентов и внешних факторов, таких как изменение температуры и сезонной вариабельности минерализации воды и пр.). В результате при обращении типа протекающей между электродами датчика водонефтяной эмульсии из обратной в прямую (при протекании между электродами элемента потока водонефтяной смеси, представляющего собой прямую эмульсию) происходит скачкообразное падение точности измерений (недопустимо высокая погрешность).

Известен поточный влагомер сырой нефти, выпускаемый под торговой маркой Red Eye (см. патенты US 6076049 А, 13.06.2000 и US 6292756 B1, 18.09.2001), включающий в себя корпус, выполненный в виде в виде трубы с фланцами для подключения влагомера в трубопровод, инфракрасный датчик, средства обработки сигналов датчика и средства представления результатов

измерений. В этом приборе для определения объемной концентрации компонентов водонефтяной смеси используют эффект различного оптического поглощения для нефти и воды. Инфракрасный датчик включает в себя излучатель и три приемника инфракрасного излучения, размещенные в корпусе в зоне протекания водонефтяной смеси. Приемники инфракрасного излучения электрически связаны со средствами обработки сигналов и предназначены для определения проходящего светового потока, а также светового потока отраженного и рассеянного каплями нефти, находящимися в водонефтяной эмульсии, что необходимо при измерении влажности нефти с низкой и средней обводненностью (до 50-60% воды).

Описанный влагомер обеспечивает достаточную точность измерений при больших значениях обводненности (на прямой эмульсии), однако не позволяет учитывать с необходимой точностью рассеянный и отраженный световой поток после инверсии водонефтяной эмульсии из прямой в обратную, в результате чего использовать описанный влагомер для измерения влажности нефти с низкой и средней обводненностью (на обратной эмульсии) практически невозможно, что подтверждается изучением серийных образцов устройства Red Eye (влагомер такого типа сильно подвержен неконтролируемому влиянию дисперсности эмульсии на показания во всем диапазоне обводненности - абсолютная погрешность измерения достигает ±10%).

Таким образом, все приборы, использующие либо емкостной (диэлько-метрический), либо оптический способ измерения влажности не обеспечивают высокую точность измерения во всем диапазоне значений обводненности нефти.

Известен полнодиапазонный поточный влагомер сырой нефти (свидетельство на полезную модель RU 57466 U1, 21.03.2006), включающий в себя емкостный датчик и оптический датчик, предназначенные для определения содержания воды в водонефтяной смеси. Описанный прибор обеспечивает достаточно высокую точность определения содержания воды в водонефтяной смеси (не хуже 1,5% объемного содержания воды в диапазоне от 0 до 100%).

По совокупности существенных признаков в качестве наиболее близкого аналога (прототипа) технических решений заявленной группы может быть принят упомянутый выше поточный влагомер сырой нефти, описанный в патенте на полезную модель RU 57466 U1, 21.03.2006.

Описанный в RU 57466 влагомер обеспечивает лишь приблизительное знание о типе измеряемой эмульсии в области инверсии эмульсии, поскольку в его конструкции использовано сравнение частоты автоколебаний в измерительной цепи емкостного датчика с заданным пороговым значением частоты автогенератора. Значение этой частоты задано на основе усредненных данных о диэлектрических свойствах нефти и не отражает свойств конкретного образца нефти. Однако заданная частота является основным критерием для выбора одного из двух датчиков (емкостного или оптического) в качестве источника сигнала для дальнейшей обработки в электронном блоке и выдаче показателя обводненности смеси. В итоге возможна ситуация использования того или иного измерительного датчика, неоптимального для данного типа эмульсии, когда, например, непрерывной средой становится водная, а измерительный сигнал поступает от емкостного датчика. Кроме того, для правильной работы описанного устройства необходима регулярная градуировка как емкостного, так и оптического канала измерений. Другим недостатком описанного в RU 57466 влагомера является сильная зависимость результатов измерения при высокой обводненности эмульсии от степени дисперсности входящей в ее состав нефти.

Предлагаемое устройство устраняет перечисленные недостатки. Для этого в устройстве реализован принцип выбора одного из двух измерительных модулей на основе измерения импеданса смеси и алгоритм устранения влияния дисперсности среды при использовании оптического модуля.

Фиг. 1 представляет конструкцию влагомера (в разрезе)

Фиг. 2 представляет блок-схему электронного устройства влагомера

Фиг. 3 представляет алгоритм определения обводненности

Влагомеры состоит из двух независимых модулей (фиг. 1), работающих каждый на своем типе водонефтяной эмульсии, либо одного из этих модулей, в зависимости от области применения. Модуль измерения импеданса (МИИ) предназначен для работы на обратной эмульсии типа «вода в нефти». Оптоэлектронный модуль (ОЭМ) предназначен для работы на прямой эмульсии (типа «нефть в воде»). Оба модуля связаны с микроконтроллером, который осуществляет логическую и математическую обработку данных и передачу информации на телемеханику. Модули устанавливаются независимо в цилиндрический корпус, Г-образный или П-образный корпус в зависимости от исполнения.

Модуль измерения импеданса состоит из датчика, расположенного внутри корпуса с протекающим в нем потоком водонефтяной эмульсии, и интегрального преобразователя импеданса, в котором имеется встроенный генератор и 12-разрядный АЦП с частотой выборки 1 МГц. Генератор предназначен для подачи сигнала на измеряемую цепь, обладающую комплексным импедансом. Ответный сигнал оцифровывается встроенным АЦП, а затем средствами встроенного цифрового процессорного ядра производится быстрое фурье-преобразование (БПФ) полученных отсчетов. Алгоритм БПФ на выходе дает вещественную (R) и мнимую (I) составляющую импеданса, что позволяет пересчитать значение импеданса в амплитуду A и фазу следующим образом:

А = SQRT(R² +I²)

= arctg(I/R)

Датчик модуля измерения импеданса может быть выполнен как в виде индуктивного датчика, так и в виде датчика емкостного типа. В последнем случае он включает в себя первый (внутренний) электрод цилиндрической формы, выполненный из токопроводящего материала и размещенный в полости второго (внешнего), также цилиндрического, электрода, коаксиально по отношению по отношению к первому. Электроды изолированы по отношению к внешней трубе, с которой оба соосны. Внешний и внутренний цилиндрические элементы датчика фиксируются с помощью диэлектрических стержней к поверхности корпуса влагомера. Предложенный вариант конструкции сенсора позволяет уменьшить вклад индуктивности в импедансе и к тому же значительно уменьшить влияние шунтирующих емкость загрязнений. Электроды образуют цилиндрический конденсатор, между обкладками которого протекает поток водонефтяной смеси, импеданс которой зависит от объемного соотношения воды и нефти в водонефтяной смеси. Электромагнитное поле в этом случае замкнуто в измерительном промежутке между двумя цилиндрическими электродами. Таким образом, влияние арматуры трубопровода размещения на мнимую часть импеданса можно свести к минимуму. Оптимальные соотношения внутреннего и внешнего радиуса цилиндрического конденсатора определяют исходя из необходимости получения при измерении импеданса представительной пробы в сечении трубопровода. С помощью цилиндрического конденсатора можно также значительно уменьшить искажения, вносимые в измерения импеданса пузырьками свободного газа в потоке жидкости, поскольку в вязкой жидкости, какой является водонефтяная эмульсия, наблюдается эффект концентрирования пузырьков около осевой линии (т.н. эффект «шнурования газа», объясняемый процессами внутреннего трения и распределения градиента скорости в ламинарном потоке, см. Мамаев В.А. и др. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. - М., Недра, 1969).

Измерение импеданса и сдвига фаз между током и напряжением в водонефтяной смеси осуществляют при фиксированной частоте генератора (в частности, 100 кГц) и заданной амплитуде измерительного сигнала, подаваемого на обкладки цилиндрического конденсатора. Измерение комплексного импеданса может давать значения от 1 k до 10 M. Водонефтяная эмульсия характеризуется значительными различиями в электрической проводимости входящей в ее состав водносолевого раствора и углеводородов нефти. В частности, для рассолов нефтяных месторождений характерные значения удельного сопротивления составляют 10-1000 Ом.см (Берне Ф., Кардонье Ж. Водоочистка. - М., Химия, 1997). Для углеводородов нефти характерны значения удельного сопротивления 10⁶ - 10⁸ Ом.см. Таким образом, соотношение между действительной и мнимой частью импеданса меняется в пределах 10^-7 - 10^-3. Верхнее значение этого диапазона (10^-3) может быть принято в качестве порогового для определения типа эмульсии (прямая - с непрерывной нефтяной фазой или обратная с - непрерывной водной фазой). Использование измерителя импеданса с указанными параметрами позволяет ввести и другой, уточненный, критерий определения типа эмульсии на основе сравнения величин мнимой и реальной части комплексного сопротивления водонефтяной эмульсии, и выбора одного из двух сенсоров для дальнейшего использования в определении содержания воды или нефти. МИИ, в частности, предназначен для определения содержания воды в случае обратной эмульсии, для которой характерна минимальная проводимость.

Импеданс описанного цилиндрического конденсатора будет, таким образом, определяться в основном диэлектрической проницаемостью водонефтяной эмульсии, содержащейся между обкладками конденсатора. Диэлектрическая проницаемость эмульсии, в свою очередь, определяется соотношением содержания в ней воды и нефти. Использование строго фиксированной частоты преобразователя позволяет уменьшить погрешность измерения, вызванную различиями в дисперсионных свойствах эмульсии, что приводит к неопределенности в диэлектрических свойствах нефти. Это дает возможность предсказывать ход зависимости диэлектрических свойств обратной эмульсии нефти от объемного содержания в ней воды по измерению на малом количестве сухой нефти или по известному значению ее диэлектрической проницаемости. Эти два способа начальной градуировки модуля измерения импеданса используют для введения в память микропроцессора калибровочной кривой и расчета на ее основе значения обводненности по значению мнимой части импеданса.

Сигнал измеренного импеданса поступает в блок обработки данных (фиг. 2), смонтированный непосредственно на измерительной секции устройства. Электронная схема МИИ имеет в своем составе коммутационные устройства и эталонные элементы для проведения самотестирования и градуировки МИИ. Датчики температуры на основе термосопротивления, один из которых расположен в измеряемой среде, а второй в электронном блоке измерителя, позволяют корректировать параметры измерения, зависящие от температуры, и своевременно проводить переградуировку датчика измерения импеданса.

Оптоэлектронный модуль (ОЭМ) представляет собой единую конструкцию из элементов передачи и приема излучения полупроводниковых лазерно-диодных модулей. Действие основано на измерении ослабления интенсивности оптического излучения, излучаемого лазерными диодами, при прохождении через водную среду, содержащую углеводороды. Ослабление оптического излучения, функционально связанное с концентрацией углеводородов и с рассеянием на дисперсных частицах углеводородов, измеряется током фотоприемника, который поступает в электронный блок микроконтроллера, где происходит обработка сигналов двух измерительных каналов с выдачей процентного содержания воды и нефти. Микроконтроллер выдает значение обводненности на внешнее устройство представления данных или на систему телемеханики через искробезопасный барьер.

Оптоэлектронный модуль при использовании его в варианте влагомера без МИИ работает в постоянном режиме, а при совместной работе с МИИ включается по управляющему сигналу с микроконтроллера МИИ при определении измеряемой среды как эмульсия типа «нефть в воде». Если же тип эмульсии определяется как «вода в нефти», ОЭМ переходит в пассивное состояние с отключенным питанием лазерно-диодных модулей (ЛДМ), что существенно увеличивает ресурс ЛДМ. Алгоритм определения обводненности с использованием обоих измерительных модулей представлен на фиг. 3.

Излучение от ЛДМ или светоизлучающих диодов (СИД), прошедшее через водонефтяную смесь, передается к фотоприемникам по световодным стержням, расположенным внутри металлических трубок. Такая конструкция используется для уменьшения влияния температуры измеряемой среды на величину фототока приемника. Световодные стержни имеют оптимальную длину, обеспечивающую удаление приемопередающих элементов от нагретой водонефтяной эмульсии.

ЛДМ, собранные на базе лазерных диодов или СИД с обратной связью по мощности (встроенные фотодиоды), управляются драйверами тока с поддержанием постоянной оптической мощности на выходе ЛДМ и поэтому не требуют коррекции параметров измерения от температуры измеряемой среды и деградации излучателей от времени.

Фотодиодные приемники излучения могут оснащаться охлаждающими устройствами (например, элементами Пельтье) для поддержания низкой температуры кристаллов фотодиодов с целью уменьшения темнового тока последних и расширения динамического диапазона оптического сенсора.

Для поддержания минимальной температуры ЛДМ и фотодетекторов и для эффективного отвода тепла от элементов Пельтье приемный и передающий модули имеют кожуха, выполняющие функцию воздушных радиаторов с термоизоляцией от арматуры трубопровода.

В предлагаемом решении используется два лазерных диода, излучающих на разных длинах волн. Один из ЛДМ или СИД выполнен с возможностью создания излучения в диапазоне 900-1100 нм, а второй в диапазоне 400-700 нм. Оптический путь в водонефтяной среде для двух излучателей также отличается из-за разной величины измерительных промежутков. Такая комбинация двух длин волн излучателей и измерительных промежутков в водонефтяной среде дает возможность определять соотношение воды и нефти для группы нефтей с широким диапазоном содержания асфальтенов (вносящих основной вклад в поглощение оптического излучения нефти) и решить основную проблему измерителей обводненности, основанных на принципе поглощения оптического излучения в водонефтяной среде - зависимость оптических свойств от степени дисперсности нефти в водонефтяной эмульсии. Различие степени поглощения и рассеяния света на разных длинах волн частицами нефти с разной дисперсностью позволило выработать алгоритм измерения, с помощью которого можно учесть влияние дисперсности частиц нефти на результат измерения обводненности.

В качестве примера приведем одно из возможных уравнений, с достаточной точностью описывающих вклад рассеяния и поглощения в ослабление излучения (см., например, К.Борен, Д.Хафмен. Поглощение и рассеяние света малыми частицами. - М., Мир, 1986). Интенсивность прошедшего через эмульсию света I_t определяется выражением:

lg(I₀/I_t) = kCbd³/(d⁴ + a⁴),

где b - толщина слоя эмульсии, d - средний диаметр диспергированных частиц, k и a - константы, зависящие от природы эмульсии и распределения ее частиц по размерам, С - объемная концентрация дисперсной фазы в воде. Такое же уравнение можно записать для другой длины волны ₂. Поскольку константы k и a одинаковы для обоих измерительных каналов, толщины поглощающего слоя эмульсии b₁ и b₂ известны, получаем систему двух уравнений с двумя неизвестными, решение которых дает возможность найти значение концентрации С и среднего диаметра частиц d.

Решение этой системы уравнений может быть реализовано в микроконтроллере, который выдает в результате вычислений значение концентрации дисперсной фазы (содержание нефти в эмульсии) или же концентрации непрерывной водной фазы (обводненность водонефтяной эмульсии).

Для решения этой системы уравнений необходимо провести калибровку ОЭМ на конкретном типе нефти. Коэффициент a вводится при заводской калибровке ОЭМ на стенде, позволяющем при равном процентном содержании дисперсной фазы создавать эмульсии с разной дисперсностью.

Вместо указанных уравнений могут быть использованы другие варианты определения обводненности с учетом рассеяния, в частности, система нелинейных уравнений с двумя неизвестными (обводненностью и средним размером частиц), где уравнения являются зависимостями величин, функционально связанных со значениями фототоков на выходе двух фотодетекторов, от обводненности смеси, при этом дисперсность эмульсии может входить в виде параметра в коэффициентах многочленов. Значения этого параметра могут изменяться в пределах, устанавливаемых при градуировке прибора. Решение этой системы уравнений и определение обводненности может быть реализовано непосредственно в микроконтроллере.

Фиксированные измерительные промежутки и узкополосное излучение, генерируемое лазерными диодами для каждого канала, позволяют упростить процедуру проведения начальной градуировки ОЭМ по измерению оптического поглощения на двух длинах волн. Градуировка ОЭМ проводится на малом количестве сухой нефти (до 50 мл) определенного типа, характерного для условий эксплуатации прибора. В результате градуировки в электронный блок вводится зависимость, связывающая оптические свойства прямой эмульсии нефти с объемным содержанием в ней воды.

Предложенные варианты устройства позволяют снизить погрешность определения содержания воды и нефти в водонефтяной смеси. В ходе проведенных испытаний полезной модели были достигнуты следующие пределы допускаемого значения абсолютной погрешности измерений содержания воды в водонефтяной смеси, в диапазонах объемного содержания воды, %,:

1. Поточный влагомер сырой нефти, включающий датчик измерения импеданса и оптоэлектронный датчик, предназначенные для определения содержания воды в водонефтяной смеси, и средства для обработки сигналов датчиков, выполненные с возможностью передачи сигналов средствам представления результатов измерений.

2. Влагомер по п.1, характеризующийся тем, что измерительный преобразователь датчика измерения импеданса имеет возможность определять и сравнивать значения действительной и мнимой частей импеданса и формировать сигнал на включение и отключение оптоэлектронного датчика.

3. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что датчик измерения импеданса выполнен в виде двух коаксиальных проводящих цилиндров, изолированных по отношению к внешней трубопроводной арматуре.

4. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что датчик измерения импеданса установлен коаксиально внутри отрезка измерительной секции влагомера.

5. Влагомер по п.2, характеризующийся тем, что оптоэлектронный датчик выполнен в виде двух модулей, состоящих каждый из лазерного диода или светоизлучающего диода и фотоприемника.

6. Влагомер по п.5, характеризующийся тем, что один из лазерных диодов или светоизлучающего диодов излучает в диапазоне длин волн 900-1100 нм, а второй в диапазоне 400-700 нм.

7. Влагомер по п.6, характеризующийся тем, что блок обработки данных оптоэлектронного модуля реализует решение системы уравнений с явно или неявно заданным значением обводненности.

8. Влагомер по п.6, характеризующийся тем, что интенсивности излучения лазерных диодов управляются драйверами тока с поддержанием постоянной оптической мощности на выходе.

9. Влагомер по п.5, характеризующийся тем, что фотоприемники оптоэлектронных модулей охлаждаются с помощью элементов Пельтье.